复杂地质条件下煤层气高效开发实践与认识−以沁水盆地郑庄区块为例

朱庆忠，李志军，李宗源，王三帅，孙瑞雪，王玉婷，肖宇航，王 静，王景悦，关小曲

(1.中国石油华北油田分公司，河北 任丘 062552；2.中国石油天然气集团有限公司煤层气开采先导试验基地，河北 任丘 062552)

我国煤层气2 000 m 以浅资源总量达30.05 万亿m3，而高阶煤煤层气资源丰富是我国煤层气的独特禀赋，约占全国煤层气资源的1/3，资源潜力巨大[1-2]。沁水盆地郑庄区块是国内高阶煤煤层气最早商业化开发的区块之一，整体呈现含气量高、断裂构造复杂、埋深变化大、渗透率低、非均质性强的地质特点，早期照搬构造和地质条件相对简单、高渗透率的樊庄区块成熟技术，采用直井大井距、常规压裂，裸眼多分支水平井整体开发效果差，低效井连片出现，直井平均日产气量仅350 m3，产建方案达产率不足30%，针对地质上高产富集区和非均质性强认识不足、常规工程技术制约产量提升的关键难题，经过开发中地质条件与工程应用边研究、边研发、边实践，逐步形成了煤体结构精细识别、富集甜点区优选、二开优快一趟式钻井、疏导式改造、定量化疏导排采等核心技术成果[3-8]，单井平均日产气量比以往提高4～10 倍，开发14 年年产量持续增长。笔者通过剖析沁水盆地郑庄区块产建开发与技术革新历程，研究甜点区优选方法及匹配工程技术，提炼高效率、低风险产建实施方法，以期为国内类似复杂地质条件的煤层气区块开发产建提供借鉴，对国内煤层气高效开发具有重要意义。

1 郑庄区块煤层气开发实践

1.1 区块地质概况

郑庄区块位于沁水盆地东南部NNW 向单斜构造，区内东南部由南向北依次发育寺头断层、后城腰断层及郑庄断层，控制了本区的构造格局，并形成一系列NE 向相间展布的背、向斜构造。区块内西南部处于拉张应力区，煤体结构以原生结构煤为主；东部及北部处于过渡–挤压应力区，构造整体较为复杂，微幅褶曲十分发育，小型断层、陷落柱较多，煤体结构以碎裂结构煤为主。主力开发层位为二叠系下统山西组3 号煤和石炭−二叠系太原组15 号煤。3 号煤层平均厚度约5.7 m，含气量21.5～28.5 m3/t，孔隙率3.4%～6.5%，注入/压降试井渗透率(0.01～0.15)×10−3μm2，埋深由西南向东北逐渐变深，整体介于500～1 200 m。15 号煤层埋深整体较3 号煤深约100 m，平均厚度约2.5 m，含气量20.8～27.0 m3/t，孔隙率3.8%～8.5%。与沁水盆地早期商业开发的樊庄、潘庄相比(表1)，郑庄区块埋深大、地应力高、渗透率低、煤体结构相对差，区块内不同构造煤层非均质性强、开发效果差异大，地质条件整体更为复杂。

表1 沁水盆地3 号煤主要地质参数对比Table 1 Comparison of main geological parameters of No.3 coal seam in Qinshui Basin

1.2 开发历程与关键技术升级

2010 年开始，郑庄区块煤层气开始快速产建，截至目前，先后经历3 轮次开发调整，伴随区块地质认识程度的加深和工程技术的研发升级，开发方案达产率由29.3%提升到调整方案的98.5%(表2)。

表2 郑庄区块产建开发主要历程Table 2 Practice history of production and construction development in the Zhengzhuang Block

1.2.1 快速扩张期(2010−2013 年)

应用樊庄成功开发技术，采用直斜井压裂为主、裸眼多分支水平井为辅的开发技术，开展郑庄新区产建，钻直斜井1 029 口、裸眼多分支水平井50 口，峰值累计日产气量仅53×104m3，且稳产效果差，达产率仅29.3%。

问题分析：未摆脱“有煤就有气”认识，区块地质富集规律、煤储层差异性研究不足，未认识到与樊庄的地质差异，简单复制樊庄常规开发技术，2 年快速完成规模建产。其中直斜井约1/3 井钻遇构造煤、断层、断裂带、高应力区，全段射孔、低排量常规压裂难以实现高产，单井平均日产气量350 m3；裸眼多分支井井眼垮塌严重、排采中煤粉易堵塞渗流通道，难以维护作业，峰值单井平均日产气量仅3 300 m3，整体工程技术适应性差。

1.2.2 技术攻关期(2014−2017 年)

针对第一次开发整体低效的严峻形势，从地质、井型、压裂、排采等全方位开展大反思，提出压裂改造 “降压开发与压裂增压、液体造缝和抑制解吸、易造宽短缝和造长缝需求”三大主要矛盾，分析裸眼多分支水平井地质不适应性[9-10]。借助开发资料，开展郑庄精细地质描述和可动用储量甜点区的二次评价，优选西南部开发甜点区编制郑庄区块煤层气开发调整方案，以丛式直斜井组和L 型筛管水平井为主体，并开展套管水平井分段压裂试验。

1) 关键技术

基于郑庄区块差异化地质特征、室内实验和现场试验，形成以下关键技术：

(1) 非富集剔除有利区优选技术 基于“协同演化、互补成藏、建设性和破坏性共存”的煤层气成藏模式地质理论认识[11]，在前期地质勘探、评价中采用逆向思维方式构建了4 种非富集模式(图1)，剔除大断层附近甲烷逸散带、与高渗透活跃水层相连的断层附近甲烷逸散带、地表露头附近甲烷风化带、岩溶陷落柱，落实地质富集区，优选出郑庄西南部和中部开展系列新型工艺技术试验。在煤层气富集区，形成了以微裂隙、地应力、储层流体可疏导性为指标的三元控产理论[12]，指导高阶煤煤层气产能建设选区。

图1 煤层气非富集剔除模式Fig.1 Non-enrichment and elimination modes of coalbed methane

(2) 疏导式增产改造技术 针对郑庄煤储层低渗、纵横向强非均质性特点，形成了“优质储层段集中射孔造长缝、低前置液比−快速返排降伤害、低排量起泵−变排量压裂控缝高、低伤害压裂液−支撑剂组合广支撑”的疏导压裂设计模式[13]，避开不利于造长缝的构造煤射孔，优选纵向优质原生结构煤进行集中射孔，使水力压裂能量更加集中；在保证前置液造缝的前提下，控制前置液用量比例，合理提早加砂打磨裂缝和铺砂，降低高压流体对煤岩渗透率的伤害[14]。

(3) 二开全通径水平井优快钻井技术 为解决裸眼多分支水平井井眼垮塌、通道堵塞、无法增产作业等难题，通过低污染钻井液、综合地质导向、无杆排采设备升级[15]，并针对性改进全通径的免钻塞半程固井工具，实现了二开生产套管内全通径120 mm，钻井周期较裸眼井大幅缩短50%，钻井、压裂成本整体降低30%。

同时，针对复杂地面占压区资源动用等问题，设计长水平段水平井。采用水力加压器实现准确加压及均匀送钻，井眼清洁工具减少水平井钻井作业中岩屑堆积，清除岩屑床；漂浮下套管工具[16]，降低管柱在大斜度和水平井段下入摩阻(图2)。在郑4-76-X 井创造18 d钻井周期完成水平段长2 001 m、水平位移2 253.93 m、水平位移与垂直段长度比3.67 等记录，并成功进行了21 段63 簇分段压裂。

图2 长水平井漂浮下套管与半程固井联作方法Fig.2 Combined operation method of floating casing and halfcourse cementing in a long horizontal well

(4) 水平井无杆举升技术 基于区块不同垂深、产水量、出砂量、井眼轨迹等差异化需求，形成4 种无杆设备优势互补的工艺技术系列(表3)，简化了原水平井专用排采直井，可以满足垂深 2 000 m 以内、日产水量60 m3以内、井斜小于85°、固体颗粒含量10%以内的排采需求[17]。

表3 煤层气无杆举升工艺指标Table 3 CBM rod-free lifting process indexes

2) 开发效果

通过储量滚动评价、工程与地质技术的不断优化，新井达产率达到85.3%。229 口直斜井采用疏导压裂理念，日产气量由500 m3提升至1 800 m3，稳产气量为周围老井的2.5～3.0 倍；在西南部高渗区实施12 口L 型筛管水平井，平均日产气量4 500 m3，但中部低渗区的井日产气量不足3 000 m3；逐步开展套管分段改造12 口，平均日产气量达到7 000 m3，并在郑庄的中部、北部早期直井低产区以及西南部15 号煤层获得高产气量，夯实了新一轮开发调整技术基础。

1.2.3 技术成熟推广期(2018 年至今)

运用新一轮地质评价、工程技术成果，开展了新一轮储量评价，以郑庄中部3 号煤、西南部15 号煤为主体编制郑庄区块新一轮开发调整方案，布置3～8 口/井台的丛式水平井165 口，加密直井10 口。

1) 关键技术

(1) 产建甜点区滚动评价技术 基于富集有利区优选和三元控产认识，利用地震解释成果和探井/评价井资料，对产建区储量进行初步评价，剔除暂不可有效开发的地质储量，主要包括断裂发育区、超高地应力区、碎粒煤–糜棱煤发育区。

其次，开展煤层气可采性评价，梳理了影响高阶煤煤层气可采性关键因素[18]，构建了高阶煤煤层气可动用储量评价体系及流程(图3)。经过以上综合评价，再次剔除目前工程技术条件下难以效益动用区域，降低产建地质风险[19]。

图3 高阶煤煤层气可动用储量评价体系及流程Fig.3 Usable reserves evaluation system and process of high rank coal coalbed methane

(2) 水平井煤体结构识别及精准钻遇技术 纵向上，利用评价井测井资料构建不同井区煤体结构纵向发育模型，建立纵向优质层导向区间模型[20]。平面上，基于郑庄区块大量地震、取心、测井、生产资料研究，找出地震波形与煤体结构的对应关系，结合构造变形对煤体结构影响，将煤体结构与地震波组反射特征进行对应，形成基于波形聚类分析的区域煤体结构预测模型(图4)，实现煤体结构平面分布有效预测。

图4 基于波形聚类分析的煤体结构预测模型Fig.4 Coal structure prediction model based on waveform cluster analysis

建立单井纵、横向煤体结构导向模型，结合压裂段间距，每百米段长、构造变化处预设原生优质煤钻遇靶点，并配套近钻头精准导向工具，将伽马测量间距缩短至0.6 m，提前预判调整，实现煤层内高气测值、低伽马值的优质层精准导向，目前整体钻遇率提升至98%。

(3) 大排量控压疏导改造技术 郑庄中北部埋深逐步增大、地应力增高、煤体复杂程度加大，6～7 m3/min低排量分段改造施工超压、砂堵、加砂困难等问题逐步凸现，同等技术下平均产量较南部区域降低30%。结合区域煤层纵向煤体分布和煤岩脆塑性特征，优选原生脆性煤层水平定向射孔[21]，以施工压力控制为核心，前期采用小排量活性水充填未饱和裂缝，中期逐步提高排量疏导裂缝使其形成主通道、排量−砂比同步提升实现裂缝有效支撑，后期最大排量增加缝内静压力启动更小级别微缝系统，形成体积缝网。现场试验首次实现了活性水18 m3/min 超大排量压裂，裂缝监测显示，较早期7 m3/min 排量控制体积增大近4 倍，日产气量达15 300 m3。

(4) 疏导式排采控制技术 以储层压力管控为核心，利用流体动能疏通渗流通道，减缓基质裂隙降压幅度，实现储层自改善，持续稳产[22]。

煤层排水的本质是弹性驱动排水，基于煤储层开发特点，设计三段式排采控制模式(图5)。单相流阶段：考虑排采效率可快速降压至地层压力，而从地层压力降到临界解吸压力，应设计合理的变速排采制度，既考虑排采效率，又减小压敏对渗透率的负面影响。临界解吸阶段：稳压排采，以实现压力扩展的最大化。见套压后提产阶段：逐步由液面控制流压向液面和套压共同控制流压过渡，设计低套压值定压放气，避免套压过快上升导致井底压力的突然增大，造成生产压差突然变小，导致煤层中气水流动的不连续，影响排采效果。

图5 疏导式排采控制方法Fig.5 Dredging drainage control method

2) 开发效果

在郑庄中部、东部等直井低效区，水平井单井最高日产气量达到17 000 m3；郑庄西部15 号煤层水平井平均单井日产气量超过10 000 m3，实现了3 号、15 号煤层立体开发；郑庄北部直井低效区采用水平井压裂单井日产气量突破8 000 m3；郑庄区块开发实现全面提升，截至2022 年11 月，新投产井105 口，稳产井平均日产气量7 860 m3，调整项目产能达产率98.5%。

2 郑庄区块开发实践认识

剖析郑庄区块十余年开发历程，体现了高阶煤煤层气的复杂性，针对区块早期产建模式、地质认识与开发技术等方面存在的问题及经验，总结一套高效可行的产建模式和顶层设计方法，指导煤层气新区产建和老区调整。

2.1 产建高效开发流程

采用“整体部署、分批实施、滚动产建”模式，在现有地质认识的甜点区抽稀设计井网并逐步加密实施，应用新的钻井、压裂、排采资料，持续开展滚动研究，不断“孵化”甜点区，及时调整开发方案，不断将新井布置在地质、工程双甜点区，并通过井台的多批次实施，有效规避低效井成批出现风险。

2.1.1 开发方案编制与实施

以3 次开发方案为例，利用不断增加的地质、工程、开发资料，研究调整开发方案。

(1) A 版开发方案 利用探井、评价井地质资料和钻、测、压、排采资料，结合首次可动用储量评价结果，在预测有利的开发区域，编制A 版开发方案。每个平台优先设计2～3 口井，在每年(轮次)计划的全部井台上完成年度(轮次)计划的钻井、压裂及排采任务，获取产量数据，完成A 版方案产建与开发评价。

(2) B 版调整方案 利用新增的第一轮开发井动静态地质、工程数据，进行第二轮研究预测，进行井位调整，改进工程技术，编制B 版方案。在A 版方案高产井台加密布井，完成高产平台上全部的钻井产建工作，暂时停止A 方案失利的井台钻井，在新的有利区增补相同新井台，重复第一轮次的钻井及建产工作，完成B 版方案产建与开发评价。

(3) C 版调整方案 在B 版方案基础上，利用新的动静态资料，编制C 版方案。在B 版新增平台实施成功的平台上，完成加密产建工作，停止失利平台的钻井工作。在C 版方案的新增平台上，重复第一轮次的井位设计及建产工作，并在实施成功的平台上完成加密钻井产建工作。

2.1.2 丛式井组优化运行

多轮次的开发方案实施一定程度增大了生产组织难度，通过针对性改进，提高整体建产效率。

1) 井台开发优化运行

组织做好平台运行顶层设计，分年度(轮次)实施钻井压裂投产工作。以A 版开发方案为基础，编制产建实施方案；做好首轮井位运行，确保完成年度(轮次)产能建设任务，同时做好新增平台的准备；做好各轮次井位衔接工作，提前谋划各轮次钻机和压裂设备的整体运行计划，减少设备等停；视平台面积大小，可采取交叉作业、拉链式压裂施工等方式，缩短平台建设周期，提高产建效率。

2) 产建开发轮次设计

多轮开发促进了地质富集甜点区预测和工程开发水平的不断提升，但过多的调整将造成产建周期和投资成本的增加。若假定地质甜点预测能力和水平保持不变，如采用常规分区整体规模钻井、统一投产方式，方案A 的达产率不变；采用全区滚动实施开发综合达产率如图6 所示，初始预测成功率越低，则采用滚动开发所提高的达产率幅度越大，至第5 轮后基本保持稳定。因此，需结合区块地质认识和技术成熟度设计实施批次，建议以3～4 次为佳。

图6 全区实施批次与综合达产率关系Fig.6 Relationship between implementation batches and comprehensive production rate in the whole area

2.2 水平井地质工程一体化设计

郑庄区块十余年曲折的开发实践，也是煤层气地质认识与工程技术不断匹配与升级的过程。煤层气开发作为一项复杂的系统工程，任一问题均可能产生不可逆转的影响，早期各专业单兵作战、衔接流水化、信息共享不足、问题分析片面化，地质风险未能通过工程有效规避。随着煤层气开发逐步向中深层、2 000 m以深的煤层迈进，面临的研究对象更加复杂，需从顶层设计促进地质与工程深度融合，支撑滚动开发方案的持续升级，消减煤层气整体开发风险。

2.2.1 地质工程一体化框架

需打破“技术条块分割、管理接力进行”固有模式，构建“一体化理念的团队、协同作战的管理构架、多学科数据基础与工作平台”，实现地质与工程“换位思考、无缝衔接、跨学科协作、快速决策”。

采用“逆向思维、正向设计”思路，以单井产量最大化为出发点，对排采、压裂、钻井、地质提出必要需求(图7)。

图7 地质–工程一体化方案Fig.7 Geology and engineering integration diagram

2.2.2 地质工程一体化实施方案

1) 井震结合，建立综合地质模型

一是利用已有钻井、地震资料，建立区域构造、储层模型，指导区域布井，预测轨迹变化；二是改变以往以“含气量+构造”的简单部署设计，通过建立三维模型，利用多属性预测煤体结构，多手段预测裂缝发育特征，实现精细部署设计[23]；三是依据地震解释、煤体结构预测资料，建立井组区域钻井模型。

2) 建立单井钻完井模型，提高压裂点优选率

一是建立单井着陆控制模型，加强对比跟踪，保障优质轨迹着陆,依据邻井测井、取心资料，预测标定“有利层”，采用几何+近钻头综合导向，保持轨迹 “单调性”，结合压裂段/簇间距和地质轨迹标定压裂控制点，引导轨迹优质层钻进；二是建立单井完井评价模型，采用“地震属性预测+随钻跟踪+煤层测井解释+岩屑判识”为一体的综合评价方法，甄选优质煤体定向射孔，提高裂缝延伸效果。

3) 基于地质建模，差异化设计段/簇施工参数

一是基于地质和压裂改造目标，选用合适的压裂工艺，形成区域压裂施工差异化设计模式；二是开展单井压裂施工精细化设计，结合段内优质煤钻遇长度，设计差异化段、簇数和射孔密度，匹配不同的排量和规模，实现有效体积压裂；三是精细化单井压裂，推广大排量控压疏导改造方法，强化现场入井材料和施工指导；四是推进井组同步压裂施工，逐步实现井组双压裂机组同时/同步体积压裂[24]，利用压裂裂缝应力干扰形成网状缝网，增大改造体积。

4) 建立差异化排采控制及配套管理模式

一是结合区域地质模型，明确不同开发单元煤层气赋存、产出特征，制定与之匹配的排采控制制度；二是结合钻井轨迹、压裂规模和出砂情况，选用稳定可靠的排采设备，确保气水连续稳定产出。

3 结论

a.郑庄区块多轮次的产建实践中，逐步形成了适用于高阶煤煤层气开发的一套水平井疏导开发技术体系，地质与适用工程技术随开发过程持续提升，达产率由首轮开发的29.3%逐步提升到98.5%。

b.形成的一套高效开发产建模式符合沁水盆地高阶煤煤体结构复杂、非均质性强、渗透率低、横向差异性大的需求，可有效提高方案综合达产率，也为开发工程技术升级提供了试验平台，为类似煤层气田的效益开发提供借鉴。

c.地质−工程一体化的深度融合，是实现国内复杂煤层气高效开发的必然选择，建立的煤层气水平井一体化的运行框架及实施方案，可有效提高地质与工程技术匹配度，指导国内类似复杂煤层气区块高效开发。